Download: Ploetz: Sequestrierung von CO2 – Technologien, Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen.

WISSENSCHAFTLICHERBEIRAT DERBUNDESREGIERUNG

GLOBALEUMWELTVERÄNDERUNGEN

WBGU

materialien

Christiane Plötz:

Sequestrierung von CO

:

Externe Expertise für das WBGU-Hauptgutachten 2003

"Welt im Wandel: Energiewende zur Nachhaltigkeit"

Technologien, Potenziale, Kosten

und Umweltauswirkungen

Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen Geschäftsstelle

Reichpietschufer 60–62, 8. OG.

10785 Berlin

Telefon (030) 263948 0 Fax (030) 263948 50 E-Mail wbgu@wbgu.de Internet http://www.wbgu.de

Externe Expertise für das WBGU-Hauptgutachten 2003

"Welt im Wandel: Energiewende zur Nachhaltigkeit"

Berlin, Heidelberg, New York: Springer-Verlag ISBN 3-540-40160-1

Verfügbar als Volltext im Internet unter http://www.wbgu.de/wbgu_jg2003.html

Autorin: Dipl.-Geoökol. Christiane Ploetz

Titel: Sequestrierung von CO2 : Technologien, Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen Düsseldorf: VDI-Technologiezentrum – Abteilung zukünftige Technologien Consulting, 2002 Veröffentlicht als Volltext im Internet unter http://www.wbgu.de/wbgu_jg2003_ex07.pdf

Sequestrierung von CO

– Technologien, Potenziale, Kosten und Umweltauswirkungen

Expertise im Auftrag des Wissenschaftlichen Beirats der Bundesregierung Globale Umweltverände- rungen (WBGU)

Durchführung: VDI Technologiezentrum Christiane Ploetz

Abteilung: Zukünftige Technologien Consulting Graf-Recke-Str. 84

40239 Düsseldorf Düsseldorf, Mai 2002

1 Einführung... 2

2 Technologien... 2

2.1 Abscheidung... 2

2.2 Transport und Lagerung in geologischen Formationen... 6

2.2.1 Transport ... 6

2.2.2 Lagerung... 8

2.3 Speicherung im Ozean ... 14

3 Ausblick ... 18

4 Forschungsbedarf... 20

5 Literatur... 20

1 Einführung

Seit den siebziger Jahren wird neben den Maßnahmen zur Energieeinsparung und der Energieerzeu- gung aus nicht-fossilen Energiequellen auch noch eine dritte Möglichkeit als Option zur Reduktion des atmosphärischen CO2-Gehalts diskutiert: die Rückhaltung und anschließende Speicherung des bei der fossilen Energieerzeugung anfallenden CO2.

Grob gesprochen sind dazu drei Schritte notwendig:

• Abscheidung des CO2 vor oder nach dem Verbrennungsprozess

• Umwandlung und Transport in geeignete Lagerstätten

• dauerhafte Einlagerung in geeignete Speicherformationen

Im Folgenden werden die derzeit erforschten Verfahren, ihre Potenziale, die mit ihrem Einsatz verbun- denen Kosten sowie die möglichen (Umwelt)folgen dieser Technologien näher beschrieben.

2 Technologien

2.1 Abscheidung

Die Abscheidung des anfallenden CO2 erfolgt bevorzugt an punktförmigen Emissionsquellen von CO2

wie Kohle- und Gas-Kraftwerken, Zementwerken, Stahlwerken und Ölraffinerien. Aber auch der Ein- satz an diffusen Quellen wie Brennstoffzellen ist technisch machbar. Grundsätzlich lassen sich zwei Prozesstypen unterscheiden:

• die der Verbrennung nachgeschaltete Rauchgaswäsche, bei der CO2 mittels Ab- oder Adsorption, Membranen oder Destillationsverfahren aus dem Rauchgasstrom entfernt wird. Die Effizienz dieses Verfahrens kann durch die Aufkonzentration des CO2 im Rauchgasstrom durch Verbrennung in reinem Sauerstoff anstelle von Luft erhöht werden, allerdings erfordert die Sauerstoffgewinnung einen hohen Energieeinsatz.

• die dem Verbrennungsprozess vorgeschaltete Abscheidung, bei der zunächst aus Kohle oder Erd- gas durch Kohlevergasung bzw. Dampfreformierung ein wasserstoffreiches Synthesegas erzeugt wird, aus dem das CO2 vor dem eigentlichen Verbrennungsprozess entfernt wird.

Reichle et al. (1999) und Ormedrod (1994) geben einen Überblick über die gängigsten Verfahren:

Chemische und Physikalische Absorption

Bei diesen Absorptionsverfahren wird CO2 im Anschluss an den Verbrennungsprozess mittels eines Absorbers entfernt. Es entsteht ein schwach gebundenes Intermediärprodukt, das durch Erhitzen wieder aufgebrochen wird und einen reinen CO2-Gasstrom erzeugt. Durch das kurzzeitige Erhitzen wird der Absorber wieder regeneriert und das CO2 kann als Reingasstrom zur Verflüssigung etc. weitergeleitet werden.

Bei hohen Partialdrücken von CO2 erfolgt die physikalische Absorption an Lösemittel wie Selexol (Dimethylether des Polyethylenglycols) oder Rectisol (kaltes Methanol).

Bei mittleren und niedrigen Partialdrücken erfolgt die chemische Absorption an basische Lösungsmittel (hauptsächlich Amine wie Monoethanolamin (MEA), Diglykolamin, Diethanolamin (DEA) und Me- thyldiethanolamin (MDEA) oder heiße Kaliumcarbonatlösung). Das gängigste und erprobteste Verfah-

ren ist derzeit die Abscheidung des CO2 aus dem Rauchgasstrom mit MEA (Monoethanolamin). Amine werden durch Verunreinigungen im Rauchgas wie z.B. feste Partikel, SO2, NOx und Sauerstoff geschä- digt – die Reinigung des Gasstroms von solchen Verunreinigungen ist daher Voraussetzung für die Abscheidung durch Amine (Hendricks (1994).

Physikalische und chemische Adsorption

Bei diesem Verfahren wird das CO2 selektiv aus dem Rauchgasstrom an Festkörpern mit großer Ober- fläche adsorbiert, z.B. an Zeolithen, Aluminium- oder Silicagelen oder aktiviertem Kohlenstoff. Die Regeneration des Adsorbers erfolgt über Druck- und Temperaturänderungen im Reaktionsbehälter.

Niedertemperatur-Destillation

Durch Niedertemperaturdestillation wird CO2 aus hochkonzentrierten Quellen mit über 90% CO2- Anteil (z.B. Gasförderung) verflüssigt. Der Vorteil dieser Technik ist, dass die Abscheidung und die Vorbereitung und Verdichtung für den anschließenden Transport in einem Schritt erfolgen. Nachteile dieses Verfahrens sind der relativ hohe Energieaufwand und die Tatsache, dass vor der Destillation Störstoffe mit Gefrierpunkten oberhalb der von CO2 zunächst abgetrennt werden müssen, um ein Reinstprodukt zu erhalten.

Gasabscheidung an Membranen

Der Rauchgasstrom passiert eine Membran, die das CO2 vom restlichen Gas abtrennt. Verschiedene organische und anorganische Membrantypen werden erforscht, z.B. organische Polymere, Palladium, Zeolithe. Probleme bei diesem Verfahren ergeben sich zum einen aus der mangelnden Selektivität der Membranen sowie aus der Tatsache, dass die Membranen durch aggressive Substanzen im Rauchgas- strom angegriffen und daher häufig ausgetauscht werden müssen. Die Effizienz der Abscheidung liegt bei diesem Verfahren bei etwa 80%.

Mineralisation und Biomineralisation

Bei diesen Verfahren wird das abgeschiedene CO2 gleich zu einem Produkt, z.B. Kalk weiterverarbei- tet. CO2 reagiert mit CaO (Branntkalk) zu Kalk (CaCO3). Das entstehende Kalkmaterial könnte dann als Baustoff verwendet werden. Dabei ist zu beachten, dass Branntkalk durch das „Brennen“ von geo- genem Kalk hergestellt wird, einem Prozess, bei dem pro erzeugtem Molekül CaO ein Molekül CO2

freigesetzt wird. Bezogen auf die gesamte Produktlinie wäre der CO2-Gewinn damit gleich null bzw.

negativ, da der Energieaufwand für die Branntkalkherstellung noch mit berechnet werden müsste. Eine Besonderheit der Mineralisation stellt der durch Elektrolyse im Meerwasser induzierte Aufbau fester Strukturen aus Kalk dar, der z.B. zur künstlichen Riffbildung genutzt werden könnte (Eickenbusch et al. 1995). Dieses Verfahren ist jedoch nicht an Kraftwerke gebunden, sondern nutzt im Wasser gelöstes Hydrogenkarbonat.

Wirkungsgrad der CO2-Abscheidung

Durch die CO2-Abscheidung wird in Kraftwerken der Wirkungsgrad verringert. Ursachen dafür sind z.B. der reduzierte Volumenstrom durch die Gasturbine nach Entfernung des CO2, der die Turbinen- leistung verringert, sowie der Energieaufwand für die Regeneration von Absorptions-, Trenn- und Lö-

semitteln (ferner für deren Herstellung bzw. Entsorgung). Je nach Prozessfamilie verringert sich der Wirkungsgrad verschiedener Anlagen um 7 bis 14 Prozentpunkte bei einer CO2-Rückhaltung von 85 – 100% (s. Tab. 1). Die Wirkungsgradeinbußen werden dabei berechnet, indem ein Kraftwerk mit CO2- Abscheidungsprozess mit einem Referenzkraftwerk ohne CO2-Abscheidung verglichen wird. Hendricks und Turkenburg (1997) gehen von einem zusätzlichen Primärenergieeinsatz von 20 – 40% aus, der für die CO2-Abscheidung in einem Kraftwerk aufgewendet werden muss; bei Gas-/Dampfturbinen- Kombiprozessen mit integrierter Kohlevergasung reduziert sich dieser Mehraufwand auf weniger als 15%.

Tab. 1: Effizienz der CO2-Rückhaltung und Wirkungsgradeinbuße bei unterschiedlichen Abschei- dungsverfahren. Quelle: Göttlicher (1999)

Prozessfamilie Effizienz der CO2- Rückhaltung

[%]

Wirkungs- gradeinbuße

[%]

CO2-Abtrennung aus Synthesegasen nach CO-Umwandlung (aus Kohlevergasung oder Dampfreformierung von Erdgas)

90 7 – 11

CO2-Aufkonzentration im Abgas (meistens durch Verbrennung in einer Atmosphäre aus Sauerstoff und rezirkuliertem Rauch- gas)

Nahezu 100 7 - 11

CO2-Abtrennung aus Rauchgasen k.A. 11 - 14

Kohlenstoffabtrennung vor der Verbrennung k.A. 18

CO2-Rückhaltung in Kraftwerken mit Brennstoffzellen k.A. 6 - 9 Herzog et al. (1997) geben für verschiedene Kraftwerkstypen die aktuelle und die künftige Reduktion der Kraftwerksleistung („energy penalty“) durch CO2-Sequestrierung für verschiedene Kraftwerkstypen an (Tab. 2), wobei jedoch unklar ist, welcher Zeithorizont mit „künftig“ beschrieben wird. Dabei sind die Zahlen nicht mit denen von Göttlicher (1999) vergleichbar, da dieser die absolute und nicht die relative Wirkungsgradeinbuße angibt. Bei Herzog et al. (1997) bedeutet z.B. eine Reduktion der elekt- rischen Kraftwerksleistung von 500 MWe (ohne CO2-Sequestrierung) auf 400 MWe eine Leistungs- verminderung von 20%.

Tab. 2: heutige und künftige Reduktion der Kraftwerksleistung durch CO2-Sequestrierung. Quelle:

Herzog et al. (1997)

Kraftwerkstyp heutige Leistungsreduktion [%]

künftige Leistungsreduktion [%]

Konventionelles Kohlekraftwerk 27 – 37 15

Gaskraftwerk 15 – 25 10 – 11

Verbessertes Kohlekraftwerk 13 – 17 9

Kosten

Die Kosten für die Abscheidung des CO2 einschließlich der Komprimierung (Verflüssigung) für den Transport machen etwa drei Viertel der Gesamtkosten der Speicherung im Ozean oder geologischen

Formationen aus (Reichle et al. 1999, Grimston et al 2001). Sie sind daher der entscheidende kosten- bestimmende Schritt der CO2-Sequestrierung. Die Kosten liegen je nach Autor zwischen 75 und 250 € pro Tonne C (vgl. Tab. 3).

Tab. 3: Kosten der CO2-Abscheidung

Technik Kosten [€ / tC] Quelle

nicht spezifiziert 75 - 150 Göttlicher (1999)

Standard-Kraftwerk 100 - 250 Hendricks und Turkenburg

(1997) Gas-

/Dampfturbinenkombiprozess mit integrierter Kohlevergasung (IGCC)

<100 Hendricks und Turkenburg

(1997)

Göttlicher schließt aus diesen Kosten, dass die CO2-Sequestrierung im Vergleich zu anderen Methoden erst ab globalen Reduktionszielen über 10% interessant wird. Grimston et al. (2001) weisen darauf hin, dass der Trend in Europa und den USA hin zu kleinen, dezentralen Kraftwerken einen negativen Ein- fluss auf auf das Potenzial der CO2-Sequestrierung haben könnte, da bei kleinen Anlagen die Kosten für die Investition und den Betrieb der Abscheidungsanlagen vergleichsweise höher sind.

Potenziale (2020, 2050)

Abschätzungen zu künftigen Potenzialen der CO2-Sequestrierung beziehen sich derzeit v.a. auf die Kapazität möglicher Speicher (vgl. Kap. 2.2) und nicht auf die Kapazitäten der technischen Sequestrie- rung. Diese dürfte in Zukunft weniger durch die technische Machbarkeit als durch die Wirtschaftlich- keit im Vergleich zu anderen CO2-Minderungsstrategien und gesellschaftliche sowie die politische Akzeptanz bestimmt sein (vgl. Kap. 3).

Bisherige Potenzialabschätzungen finden sich in nationalen Forschungsprogrammen, in denen mittel- und langfristige Ziele formuliert werden, die jedoch nicht in jedem Fall auf abgesicherten Daten beru- hen, sondern als forschungspolitische Ziele zu sehen sind. Diese beziehen sich vor allem auf die Kos- tenreduktionen und leiten daraus den notwendigen Forschungsbedarf ab. So nennt das Federal Energy Technology Center der USA (FETC) in ihrem Forschungsprogramm zur CO2-Sequestrierung das Ziel, die Kosten für die CO2-Sequestrierung um den Faktor 10 bis 30 bis zum Jahr 2015 zu senken. Ab 2050 sollen etwa die Hälfte der erforderlichen Emissionsreduktionen (bezogen auf ein 550 ppmv-

Stabilisierungsszenario) durch CO2-Sequestrierung erzielt werden.

Die bislang hohen Wirkungsgradverluste („energy penalty“), die sich auch hemmend auf den Einsatz der Technologie auswirken, könnten durch künftige Forschungsarbeiten reduziert werden. Wichtige Ansatzpunkte dafür sind nach Herzog et al (1997) eine generelle Erhöhung der Kraftwerkseffizienz, eine Reduktion des Energieaufwands für die Abscheidungstechniken und die Integration des Abschei- dungsprozesses im Kraftwerk.

Mögliche Umweltwirkungen der Abscheidungstechnologien

Die Abscheidung von CO2 erfordert bei den eingesetzten Verfahren einen zusätzlichen Mehraufwand an Primärenergie, der derzeit hauptsächlich durch fossile Energien bereitgestellt wird und damit zur Emission von Treibhausgasen führt. Da die Verwendung bestimmter Sorptionsmittel (z.B. Amine) eine relativ hohe Reinheit des Abgasstroms erfordert, könnte sich dies insgesamt positiv auf die Schadstoff- emissionen aus Verbrennungsprozessen auswirken. Es ist jedoch zu beachten, dass die CO2-

Sequestrierung eine end-of-pipe-Technologie ist, bei der große Abfallmengen – in diesem Fall CO2

bzw. ein daraus erzeugtes Produkt – anfallen würden, die anschließend transportiert und entsorgt bzw.

gelagert werden müssen (Kap. 2.2.2). Es gibt zwar verschiedene Möglichkeiten, CO2 z.B. in Form von überkritischem CO2 als Löse- und Reinigungsmittel oder als chemischer Baustein für die Chemikalien- synthese, z.B. von Polycarbonaten, zu verwenden (Eickenbusch et al. 1995). Der Markt für eine kom- merzielle Verwendung von CO2 wird jedoch als relativ gering eingeschätzt (IPCC WG III 2001, Eckaus et al. 1997), so dass als Hauptoption für die weitere Verwendung die Lagerung des sequestrierten CO2

gesehen wird.

2.2 Transport und Lagerung in geologischen Formationen 2.2.1 Transport

Nur in den seltensten Fällen kann CO2 direkt am Ort der Sequestrierung gelagert werden. Um zu geeig- neten Lagerstätten zu gelangen, muss es daher zunächst transportiert werden. Die Art und Weise des Transports hängt wesentlich von der zurückzulegenden Strecke ab. Grundsätzlich stehen folgende Techniken zur Verfügung (Grimston et al 2001, Fujioka et al. 1997):

Transport in Rohren und Pipelines für die direkte Injektion von CO2 am Ort der Abscheidung. Diese Technik wird z.B. verwendet, wenn bei der Gasförderung CO2 anfällt und direkt wieder in die Spei- cherformation injiziert wird. Der Vorteil dieser Technik ist, dass praktisch keine direkten Transport- kosten anfallen.

Wenn keine Möglichkeit besteht, das abgeschiedene CO2 direkt an Ort und Stelle zu lagern, muss es zu den geologischen oder marinen „Lagerstätten“ transportiert werden. Dies kann im gasförmigen (Mini- mum: 80 bar Druck), im flüssigen (90 – 120 bar), im superkritischen oder im festen Zustand (Trocke- neis) erfolgen. Beim Pipeline-Transport muss in regelmäßigen Abständen das Gas neu komprimiert werden, um einen Druckabfall in der Gasleitung zu vermeiden. Auch die direkte Injektion von CO2 in den Ozean (direkt am Ort der Abscheidung oder nach Transport über Land bzw. mit Schiffen) kann über Pipelines erfolgen, deren Auslassöffnung in entsprechenden Meerestiefen mündet (vgl. Kap. 2.3).

Für den Transport über eine Distanz von mehreren zehn bis hundert Kilometern bietet sich der Trans- port als superkritisches Fluid in Pipelines an (Grimston et al 2001).

Bei Distanzen über 300 km von der Küste entfernt stellt nach Grimston et al. (2001) der Transport von Trockeneis bzw. superkritischem Fluid die kostengünstigere Variante im Vergleich zum Pipeline- Transport dar. Die Herstellung von Trockeneis ist jedoch ein energieintensiver Prozess.

Kosten

Die Kosten für den Transport in Pipelines werden maßgeblich durch die Faktoren Transportstrecke, Durchflussrate und Druck des zu transportierenden CO2 (Hendriks et al. 2000) bestimmt. Generell gilt, dass der Transport in größeren Pipelines kostengünstiger ist (Tab. 4, Adams et al. 1999).

Tab 4: Kosten für verschiedene Speicheroptionen und verschiedene Pipeline-Größen (Adams et al.

1999):

Speichermethode Ozean Aquifere Gasreservoir

Durchmesser (mm) 864 406 400

Kosten [$ / t C * 100 km] 2,5 3,6 3,6

Fujioka et al (1997) vergleichen die Kosten für Ozeandeposition in Abhängigkeit von der Verflüssi- gungstechnik für das sequestrierte CO2 und von der Transporttechnologie (Tab. 5). Die niedrigsten Kosten weist der Transport von verflüssigtem CO2 in einer Pipeline auf, wobei das CO2 in 1000 bis 2000 m Tiefe unter dem Meeresspiegel von einer landbürtigen Station aus injiziert wird. Pro Kliometer Pipeline sind nach Herzog et al (1997) etwa 1 – 3 $ pro Tonne CO2 (3,6 – 10 $ pro t C) pro 100 km Pipeline zu veranschlagen. Henricks und Turkenburg (1997) gehen von Kosten von 3 – 10 Euro¹ /tC pro 100 km Pipeline aus.

Tab. 5: Kosten für Verflüssigung und Transport für die CO2-Einleitung in das Meer (Fujioka et al.

(1997))

Technik Kosten [$/t CO2] Kosten [$/t C]

Pipeline vom Land ins Meer 90 331

Injektion von flüssigem CO2 aus einem Tanker via Pipeline zum Meeresgrund

100 368

Verteilung von flüssigem CO2 im Meer (Tanker) 100 368

Trockeneis aus einem Schiff 180 662

Reinjektion von CO2 aus ozeanbasiertem Wärmetauscherkraft- werk (OTEC)²

120 441

Risiken / Umweltwirkungen

Das Thema Transport ist in der derzeit verfügbaren Literatur zur CO2-Sequestrierung schwach reprä- sentiert und wird vorrangig unter dem Kostenaspekt diskutiert. Ein mögliches Risiko beim Transport wäre z.B. das Auftreten von Leckagen, bei denen größere Mengen des (konzentrierten) Treibhausgases

1 In der Original-Publikation noch in ECU beziffert; Umrechnungsfaktor annähernd 1:1

2 OTEC-Kraftwerke beruhen auf dem Prinzip eines Wärmetauschers: warmes Oberflächenwasser erhitzt eine bei niedrigen Temperaturen kochende Flüssigkeit (z.B. Freon), die in Gas umgewandelt wird, eine Turbine antreibt und dann mittels kühlem Tiefenwasser wieder kondensiert wird. Erste Pilotanlagen sind im Pazifik, z.B. vor Ha- waii installiert (50 kW). In dem von Fujioka berechneten Kostenbeispiel wird an diese Anlage eine Elektrolyse angeschlossen, durch die (aus?) Wasserstoff und CO₂ erzeugt werden; das CO₂ wird wieder ins Meer rückinji- ziert.

freigesetzt werden könnten und damit zum einen das Treibhausgas wieder in die Atmosphäre gelangen ließen sowie bei größeren Unfällen ein Risiko für Lebewesen in der näheren Umgebung darstellen.

Dieses Risiko ließe sich jedoch aufgrund der bestehenden Erfahrungen mit Erdgasleitungen und aus dem Transport von CO2 im Rahmen von bestehenden Verfahren zur verstärkten Öl- und Gasförderung (EOR, vgl. Kap. 2.2.2) abschätzen (Holloway 1997). Aus bestehenden Studien zum Transport von CO2

geht nicht hervor, ob bei der Berechnung der Pipelinekosten die gleichen Sicherheitsstandards zugrun- degelegt werden wie bei Gasleitungen. Die Union of Concerned Scientists (2001b) erwähnen auch die Umweltfolgen, die durch den Pipelinebau selbst entstehen würden – insbesondere, wenn dieser in öko- logisch sensiblen Gebieten stattfindet.

2.2.2 Lagerung

Ziel der CO2-Sequestrierung ist es, das Treibhausgas für möglichst lange Zeiträume der Atmosphäre zu entziehen. Dazu muss das CO2 nach der Abscheidung an Stellen gelagert werden, die vom Kontakt mit der Atmosphäre isoliert werden können. Als Speicheroptionen kommen neben der Speicherung im Meer (vgl. 2.3) verschiedene geologische Formationen wie Salzstöcke, tiefe Kohleflöze, ausgeförderte Gas- und Ölfelder sowie tiefe saline Aquifere und Grundwasserspeicher in Frage. Die Eignung dieser Speichertypen wird derzeit in dem europäischen Forschungsprojekt GESTCO (European Potential for Geological Storage of CO2 from Fossil Fuel Combustion) untersucht. Das Projekt soll Ende August 2002 abgeschlossen werden.

Herzog et al. (1997) haben die verschiedenen geologischen Speicheroptionen qualitativ verglichen (Tab. 6).

Tab 6: Qualitativer Vergleich veschiedener geologischer Speicheroptionen (Herzog et al. 1997) Speicheroption Relative Kapazi-

tät

Relative Kosten Speicherintegrität Technische Mach- barkeit

Aktive Ölquellen (EOR)

klein sehr niedrig gut hoch

Tiefe Kohleflöze unbekannt niedrig unbekannt unbekannt

Erschöpfte Öl- und Gasreservoire

mäßig niedrig gut hoch

Tiefe Aquifere groß unbekannt unbekannt unbekannt

Kavernen / Salzstö- cke

groß sehr hoch gut hoch

Für Deutschland sehen Gerling und May (2001) die Speicherung in Gasfeldern unter Berücksichtigung der Speicherkapazitäten, der Speichersicherheit und der technischen Erfahrungen als die günstigste Option an. Tiefe saline Aquifere bieten aufgrund ihrer potenziell großen Kapazität und weiten Verbreitung ebenfalls interessante Möglichkeiten, allerdings ist hier noch weiterer Forschungsbedarf vorhanden, um die Speicherstrukturen genau zu charakterisieren und zu kartieren.

Salzstöcke, stillgelegte Salzbergwerke

Der Abbau von Kalisalzen hinterlässt Hohlräume im Gestein, die meist von nahezu gasundurchlässigen Steinsalzen umgeben sind. CO2 würde hier unter Druck im gasförmigen Zustand eingelagert werden.

Solche ehemaligen Lagerstätten werden bereits als Erdgasspeicher verwendet (Gerling und May 2001).

In Deutschland sind zwei solcher stillgelegter Kalibergwerke vorhanden, die nicht für eine andere Nut- zung vorgesehen sind. Es besteht jedoch eine Nutzungskonkurrenz mit der Einlagerung fester Stoffe mit hohem Gesundheits- und Umweltgefährdungspotenzial. Die Tauglichkeit und das Potenzial dieser Speichertyps wird derzeit im Rahmen des europäischen Forschungsprojekts GESTCO untersucht. Der Vorteil dieser Speicheroption ist, dass diese Salzstöcke sehr dicht und sicher wären. Der Nachteil be- steht darin, dass z.B. in Deutschland nur geringe Kapazitäten vorhanden sind.

Stillgelegte Kohlebergwerke

Stillgelegte Kohlebergwerke sind vor allem deshalb als Speicheroption attraktiv, weil sie sich historisch bedingt meist in der Nähe großer Emittenten wie Kraftwerke oder Stahlwerke befinden und daher die Transportkosten minimiert werden könnten. Praktisch gibt es jedoch eine Reihe von Gründen, die ge- gen diese Option sprechen.

• In großen und weit verzweigten Untertagebauten lassen sich stillgelegte Bereiche, die für eine CO2- Speicherung infrage kämen, nur schwer gegen Bereiche abdichten, in denen noch Bergbau betrie- ben wird.

• Die Deckschichten über den Hohlräumen sind z.B. im Ruhrgebiet oft nur wenige Meter mächtig.

Bergsenkungen und Einbrüche von ehemaligen Gängen im Deckgebirge führen in Begrbauregio- nen wie dem Ruhrgebiet zu Grubengasaustritten.

• Viele historische Stollen sind teilweise gar nicht mehr bekannt, so dass die Dichtigkeit des Deckge- steins nur schwer überprüft werden kann.

• Es gibt einen Nutzungskonflikt mit der Nutzung von Grubengas aus Bergwerken.

International hat diese Speicheroption kaum Bedeutung; sie wird z.B. nicht im dritten Bericht des IPCC (IPCC WG III, 2001) erwähnt.

Tiefe Kohleflöze

Kohleflöze unterhalb von 1500 m Tiefe sind derzeit mit gängigen Förderverfahren nicht abbauwürdig (Gerling und May 2001). In diesen Kohleflözen ist jedoch Methan an den Oberflächen der Kohle ad- sorbiert. CO2 hat eine höhere Affinität zur Kohle als CH4 und könnte deshalb Methan verdrängen und selbst adsorbiert werden. Dieses Verfahren wird bereits genutzt, um Grubengas aus großen Tiefen zu fördern, z.B. in New Mexico, USA (IPCC WG III (2001). Für ein Molekül Methan können zwei Mole- küle CO2 adsorbiert werden (Hendricks und Turkenburg 1997). Damit ist allerdings ausgeschlossen, dass diese Kohleflöze in Zukunft zur Kohlegewinnung genutzt werden können (IPCC WG III 2001), da dadurch das sequestrierte CO2 wieder freigesetzt würde. Gegenüber der Speicherung in stillgelegten Kohlebergwerken hätte diese Technologie den Vorteil, dass das CO2 an die vorhandene Kohle sorbiert und damit fester gebunden ist als als frei bewegliches Gas. Grimston et al. schätzen das globale Poten- zial dieser Speicher auf 80 – 260 Gt C; der IPCCC (WG III; 2001) geht von etwa 40 Gt C aus. Derzeit

werden in den USA und in Kanada Versuche zur Injektion von CO2 in Kohleflöze durchgeführt (Ger- ling und May 2001). Die Injektionsraten sind jedoch noch gering.

Unklar ist, inwieweit Methan, das ein 21mal höheres Treibhauspotenzial (bezogen auf 100 Jahre) be- sitzt als CO2, bei dieser Art der Förderung freigesetzt werden kann.

Ausgeförderte Ölfelder

Bei der Förderung von Erdgas / Erdöl aus Ölfeldern wird meist nur ein kleiner Teil des Rohstoffs durch Standardverfahren gewonnen. Wenn die Ölvorräte zur Neige gehen, werden verschiedene Verfahren eingesetzt, die unter dem Begriff Enhanced Oil Recovery, (EOR) zusammengefasst werden. Bei dieser Fördertechnik wird ein inertes Gas(gemisch) oder Wasser(dampf) in das Ölreservoir gepumpt; durch den entstehenden Überdruck wird das Öl aus der Lagerstätte ausgetrieben. Die Kosten dieser auch als tertiäre Förderverfahren bekannten Techniken sind hoch; ihre Wirtschaftlichkeit hängt vom Rohölpreis ab (MWV 1998). Ein häufig für diesen Zweck verwendetes Gas ist CO2. Die EOR-Technik wird seit den siebziger Jahren im industriellen Maßstab eingesetzt, weltweit kommt sie in über 70 Ölfeldern – hauptsächlich in Texas – zum Einsatz (Grimston et al. 2001). EPRI (1999) unterscheidet zwei Prozesse:

Bei der „Miscible Displacement-Technik“ verteilt sich das CO2 fein im zu fördernden Öl; bei „Immis- cible Displacement“ bleiben die Öl- und Gasphase getrennt. Immiscible Displacement wird nur in ei- nem großen EOR-Vorhaben in der Türkei eingesetzt; die US-amerikanischen Ölfelder benutzen das Miscible-Displacement-Verfahren. Insgesamt werden derzeit etwa 31 Millionen m³ CO2 pro Tag auf diese Weise sequestriert (Grimston et al 2001). Ein Teil des injizierten CO2 wird jedoch bei der Förde- rung wieder an die Oberfläche gebracht und muss wieder abgetrennt und reinjiziert werden.

Die typische Lebensdauer eines CO2-EOR-Vorhabens wird von EPRI (1999) mit 10 – 30 Jahren ange- geben. Die Speicherdauer geben Grimston et al. (2001) mit einigen Dekaden an. Die globale Kapazität dieser Art der Lagerung ist eher gering – sie liegt bei 20 – 65 Gt C.

Aktive und ehemalige Gaslagerstätten

Gaslagerstätten sind für die Speicherung von CO2 geeignet, da sie ihre Fähigkeit, Gase für lange Zeit- räume von der Atmosphäre zu isolieren, bereits in der Vergangenheit unter Beweis gestellt haben – vorausgesetzt, dass durch die Gasförderung keine unkontrollierbaren Aufstiegswege für Gas entstanden sind. Die maximale Speicherkapazität erschöpfter Gasfelder lässt sich aufgrund der vergangenen För- dermengen relativ genau abschätzen – der einzige Unsicherheitsfaktor sind mögliche strukturelle Ver- änderungen, die während der Förderphase aufgetreten sind und das Speichervolumen – z.B. durch Hohlraumeinstürze oder Materialverlagerungen – verändert haben.

Grundsätzlich sind zwei Speichertypen denkbar:

• Erschöpfte Gaslagerstätten

• Aktive Gaslagerstätten, bei denen die Gasvorräte ähnlich wie beim EOR-Verfahren durch die In- jektion von CO2 aus dem Reservoir ausgetrieben werden.

Das globale Potenzial wird vom IPCC (WG III, 2001) auf 400 Gt C, von Hendricks und Turkenburg (1997) auf 90 – 400 Gt C (nur erschöpfte Gasreservoire) und von Grimston et al. (2001) auf 130 – 500 Gt C geschätzt, wobei sich die Angaben von Grimston et al. auf Gas- und Ölreservoire beziehen.

Herzog et al. (1997) weisen darauf hin, dass die meisten Öl- und Gaslagerstätten in den USA nicht in der Nähe großer CO2-Emittenten liegen und deshalb ein umfangreiches Pipelinenetz gebaut werden müsste, um das anfallende CO2 zu transportieren.

In Deutschland haben die Gaslagerstätten nach Gerling und May (2001) höhere Speicherkapazitäten als Ölfelder. Die Speicherdauer schätzen die Autoren auf mehr 40.000 Jahre, wobei jedoch eine standort- spezifische Abschätzung nötig ist.

Tiefe saline Aquifere, Grundwasserspeicher

Aquifere stellen von allen geologischen Speichern die Option mit dem größten Speicherpotenzial dar.

Grimston et al. (2001) schätzen das globale Potenzial auf 30 – 650 Gt C, Hendricks und Turkenburg (1997) auf 90 - >1000 Gt C und der IPCC (WG III; 2001) auf >1000 Gt C. Es kommt hinzu, dass die- ser Speichertyp relativ weit verbreitet ist und deshalb im Vergleich zu erschöpften Gas- oder Öllager- stätten oder ehemaligen Salzbergwerken die benötigten Transportwege zwischen CO2-Emittenten und Speicher geringer wären. Bei der Injektion von CO2 in Tiefenwasser löst sich das CO2 im Wasser. Da- bei entstehen in tiefen Schichten chemisch agressive, kohlensaure, heiße Lösungen, die z.T mit dem umliegenden Gestein reagieren (insbesondere mit Carbonaten) und aufgrund ihrer Agressivität hohe Anforderungen an Bohrungsverschlüsse stellen.

Das erste kommerzielle Projekt zur Injektion von CO2 in einen salinen Aquifer ist das sogenannte Sleipner Projekt (http://www.ieagreen.org.uk/sacshome.htm). Das Sleipner Gasfeld ist eine Lagerstätte in der Nordsee, aus der relativ CO2-reiches (ca. 9%) Erdgas gefördert wird. Dieses CO2 wird direkt bei der Förderung mittels Absorption abgeschieden und in einen Aquifer mit Salzwasser in etwa 800 m Tiefe unter dem Meeresboden eingeleitet. Pro Jahr werden etwa 0,27 Mio t C (1 Mio t CO2) in den Aquifer injiziert.

Gerling und May (2001) weisen darauf hin, dass es bei der Nutzung tiefer Aquifere für die CO2- Speicherung einen potenziellen Konflikt mit der Nutzung für die Gewinnung geothermaler Energie gibt. Dadurch würde das zunächst große Potenzial deutlich eingeschränkt und eine Nutzung als CO2- Speicher wäre vor allem als Nachfolgenutzung für erschöpfte Geothermalreservoire (nach ca. 30 Jah- ren) interessant. Herzog et al (1997) schätzen tiefe Aqifere als die beste langfristige Speicheroption ein.

Zusammenfassend stellen die folgenden Tabellen (Tab. 7 – 9) die globalen Potenziale für CO2- Speicherung in geologischen Formationen und im Ozean dar.

Tab. 7: Globale Kapazitäten und Speicherdauer für die Speicherung von CO2 in biosphärischen Senken, geologischen Formationen und im Ozean nach Grimston et al. (2001)

Senke Kapazität [Gt C] Speicherdauer [a]

Ozeane 1000 – 10.000¹, 50 – 350² Bis zu 1000

Wälder 60 – 90 50

Landwirtschaft 45 – 120 50 – 100

Verbesserte Ölförderung (EOR) 20 – 65 Dekaden

Kohlelagerstätten 80 – 260 > 100.000

Erschöpfte Öl- und Gasreservoi- re

130 – 500 > 100.000

Tiefe Aquifere 30 – 650 > 100.000

1 Schätzung basiert auf physikalischer Gesamtkapazität

2 Schätzung berücksichtigt Einschränkungen aufgrund von Umweltschutzerwägungen

Tab. 8: Globale Kapazität verschiedener CO2-Speicher nach IPCC (WG III; 2001) Speichertyp Speichermedium Globale Kapazität [Gt C]

Unterirdisch Erschöpfte Erdöllagerstätten 100 Erschöpfte Gaslagerstätten 400 Tiefe saline Aquifere >1000

Tiefe Kohleflöze 40

Oberirdisch Forstwirtschaft 1,2 Gt C pro Jahr

Ozean Tiefsee > 1000

Tab. 9: Globale Speicherkapazität für CO2 nach Hendricks and Turkenburg (1997) Speicheroption Niedrige Schätzung Hohe Schätzung Einheit

Nutzung¹ 0,2 1 GtC pro Jahr

Erschöpfte Gasfelder 90 400 GtC

Ölquellen 40 100 GtC

Saline Aquifere 90 >1000 GtC

Ozean 400 >1200 GtC

1Vor allem für erhöhte Ölförderung, z.T auch für die Produktion von Chemikalien

Für Deutschland haben Gerling und May (2001) eine Abschätzung der vorhandenen Speicherpotenziale in geologischen Formationen gegeben (Tab. 10)

Tab. 10: Kapazitätsabschätzung für die CO2-Speicherung in geologischen Formationen in Deutschland nach Gerling und May (2001).

Speichertyp CO2-Speicherkapazität Bemerkung

Stillgelegte Salzbergwerke Hohlraumvolumen entspricht 30 Mt CO2

Sehr dichte Barriere, Sicherheitsri- siken, Nutzungskonflikt Unterta- gedeponierung

Stillgelegte Kohlebergwerke Hohlraumvolumen entspricht 15%

der abgebauten Flöze, 780 Mt CO2

Sicherheitsrisiken, Nutzungskon- flikt Grubengasnutzung

Tiefe Kohleflöze Effektiv 3100 – 8300 Mt Beeinträchtigung der zukünftigen Nutzung von Lagerstätten Ausgeförderte Ölfelder Kumulative Produktion entspricht

81 Mt (einschl. Reserven 110 Mt)

Geringe Lagerstättengröße, Spei- cherqualität gegeben

Ausgeförderte Gasfelder Kumulative Produktion entspricht 1170 Mt; einschließlich Reserven 2560 Mt

Speicherqualität gegeben

Tiefe saline Aquifere Insgesamt groß, effektiv kleiner, aber nicht bekannt

Nutzungskonflikt mit geothermi- scher Energiegewinnung

Insgesamt wird bei den Potenzialabschätzungen meist das Speicherpotenzial der theoretisch verfügba- ren Speicher angegeben, nicht jedoch das technische Potenzial in Abhängigkeit von den Technologie- pfaden oder das ökonomische Potenzial in Abhängigkeit von den Kosten.

Risiken für Leckagen

Wenn große Mengen CO2 unter Tage gelagert werden, besteht das Risiko, dass durch das Auftreten von Leckagen größere Mengen des Gases freigesetzt werden. Da CO2 schwerer ist als Luft, könnte sich in Bodennähe an der Austrittsstelle ein CO2-See bilden, in dessen Umfeld Lebewesen ersticken würden.

Solche Vorfälle wurden in der Vergangenheit von natürlichen CO2-Quellen berichtet. So trat in einem Vulkangebiet am Nyos-See 1986 in Kenia CO2 aus – bei diesem Ereingis starben über 1700 Menschen.

Gerling und May (2001) unterscheiden bei der Abschätzung von Risiken zwischen Hohlraumspeichern und Porenspeichern. Das Risiko einer plötzlichen CO2-Freisetzung ist bei Hohlraumspeichern größer.

Bei einer typischen Speichermenge von 7 bis 12 Mt CO2 in einem Salzbergwerk könnte bei Windstille ein ganzer Landkreis mit einer 10 m mächtigen Schicht aus CO2 bedeckt werden. Auch seismotektoni- sche Bewegungen können die Dichte von Speichern beeinflussen und Aufstiegswege für das Gas er- zeugen. Gerling und May empfehlen daher in Deutschland, erdbebengefährdete Gebiete wie den Ober- rheingraben oder die Niederrheinische Bucht besonders kritisch auf ihre Eignung als CO2-Speicher zu prüfen.

Holloway (1997) nennt zwei mögliche Typen von Leckagen:

• CO2 könnte durch Störungen im Bereich der Injektionsbohrung freigesetzt werden; dies würde, wenn das Gasreservoir unter Druck steht, eine stark lokalisiertes und schnelles Entweichen verur- sachen.

• Entlang von Verwerfungslinien, Klüften und Schwächezonen im Gestein könnten diffuse Emissio- nen von CO2 auftreten. Das CO2 würde durch den Boden oder kohlensaure Quellen entweichen.

Bestehende Erfahrungen mit dem Transport und der Injektion von CO2 mittels des EOR-Verfahrens in den USA könnten laut Holloway (1997) genutzt werden, um diese Risiken besser einzuschätzen. Er empfiehlt die Modellierung der Entwicklung und Verbreitung von CO2-Wolken, die aus Injektionsboh- rungen entweichen. (Klusman 2002) berichtet von einem Leck in einem Ölfeld in Texas, in das seit 1986 CO2 für eine verstärkte Ölförderung gepumpt wird.

Edmonds et al (2000) geben zu bedenken, dass bei einem Einsatz der CO2-Speicherung im großen Maßstab selbst geringe Leckageraten von nur 1% nach 50 Jahren zu jährlichen CO2-Emissionen von einer Gigatonne C führen können. Bei Speicherung in Gesteinsformationen und Aquiferen könnte durch die Versauerung des Wassers das umliegende Gesteinsmaterial angegriffen werden.

Nach Gerling und May (2001) existieren bislang keine Sicherheits- und Überwachungsrichtlinien oder Kriterien für die Festlegung von Anforderungen an die Speicherqualität (Sicherheit, Dauer). Die Auto- ren empfehlen die exemplarische Untersuchung potenzieller Speicherszenarien, um solche Richtlinien bezüglich der Speicherkapazität und Langzeitsicherheit zu erstellen.

Umweltauswirkungen

CO2 ist im flüssigen und superkritischen Zustand ein Lösemittel, in dem sich Verunreinigungen lösen können. Schmieröle, Verbrennungsrückstände etc. könnten sich beim Abscheidungsprozess im CO2

lösen und die Speicheraquifere verunreinigen (Gerling und May 2001). Darüber hinaus bewirkt die Lösung von CO2 eine Versauerung des Wassers.

2.3 Speicherung im Ozean

Grundsätzlich werden gegenwärtig zwei Optionen der CO2-Speicherung im Ozean diskutiert: Zum einen die Injektion von flüssigem, überkritischem oder festen CO2 in tiefe Meeresschichten, zum ande- ren die Aktivierung der natürlichen biologischen Kohlenstoffassimilation durch Phytoplankton mithilfe von Düngezugaben (insbesondere Eisen).

2.3.1 Injektion von CO2 in den Ozean

Die direkte Injektion von flüssigem oder festem CO2 in die Ozeane wird als eine Möglichkeit gesehen, CO2 für längere Zeit der Atmosphäre zu entziehen. Der natürliche Prozess, mit dem gasförmiges CO2

sich an der Wasseroberfläche im Wasser löst und über Jahrhunderte und Jahrtausende durch Strömun- gen innerhalb des Wasserkörpers in tiefere Schichten transportiert wird, könnte so beschleunigt werden.

Mehrere Techniken sind hierfür derzeit in der Erprobung (Grimston et al. 2001, Brewer et al 1999, Herzog et al. 1997):

• Deponierung von Trockeneis im Meer von einem Schiff aus

• Injektion von Flüssig-CO2 in 1000 m Tiefe von einem fahrenden Schiff aus; es entsteht eine auf- steigende „Wolke“ aus kleinen Tröpfchen; das CO2 löst sich dabei im Wasserkörper.

• Injektion von Flüssig-CO2 in einer Tiefe von 1000 m duch eine Sammelleitung auf dem Ozeanbo- den; es entsteht eine aufsteigende „Wolke“ aus kleinen Tröpfchen

• Erzeugung einer dichten CO2-Meerwasser-Mischung in einer Tiefe zwischen 500 und 1000 m; es entsteht eine durch die Schwerkraft angetriebene Strömung

• Flüssig-CO2 wird in eine Vertiefung im Ozeanboden gepumpt (Pipeline) und bildet dort einen sta- bilen See aus CO2 in etwa 4000 m Tiefe. Bislang gibt es noch keine Erfahrungen mit Pipelinetech- nologien über eine Tiefe von 1000 m hinaus.

Von diesen Technologien ist die Injektion von einer Pipeline am Meeresgrund die einzige zum heutigen Wissensstand verfügbare Technologie (Herzog 1997). Das globale Potenzial wird vom IPCC auf über 1000 Gt C, von Hendricks und Turkenburg (1997) auf 400 – 1200 Gt geschätzt.

Bei der Injektion in große Tiefen kann unter hohem Druck eine Flüssigphase (Clathrathydrat, CO2 * 5,75 H2O) gehalten werden. Brewer et al. (1999) haben die Bildung von CO2 –Hydrat am Meeresgrund in Meerestiefen zwischen 349 und 3627 m beobachtet und bei der Hydratbildung eine erhebliche Vo- lumenvergrößerung des injizierten CO2 (etwa um das 4fache) festgestellt. Diese Versuche wurden je- doch nur mit kleinen Mengen von verflüssigtem CO2 (Größenordnung: Liter) durchgeführt.

Speicherdauer

Nach Herzog et al. (1997) ist die Speicherdauer aufgrund der globalen Zirkulation standortspezifisch.

Für den Fall, dass das injizierte CO2 in die Tiefenzirkulation der Ozeane eingeschlossen wird, gehen Herzog et al (1997) von einer Speicherdauer von ca. 1000 Jahren aus. Die Union of Concerned Scien- tists geben in einer Stellungnahme zur marinen CO2-Sequestrierung weitaus geringere Speicherdauern von Jahrzehnten bis Jahrhunderten an (Union of Concerned Scientists, 2001a). Die Tiefenströmungen der Ozeane seien viel zu ungenau erforscht, um genaue Vorhersagen über die Verweildauer des in der Tiefsee eingelagerten CO2 treffen zu können.

Umweltfolgen

Als Umweltfolgen der CO2-Sequestrierung nennen die Union of Concerned Scientists (2001a) die Ver- sauerung des Meerwassers und die direkte Toxizität hoher CO2-Konzentrationen für marine Organis- men. Insbesondere in der Nähe der Injektionsstelle kann der pH-Wert auf bis zu 4 absinken (Herzog et al 1997). Dies hätte erhebliche Folgen für dort lebende marine Organismen, vor allem auf sessile Arten.

Die Union of Concerned Scientists (2001a) fordert in ihrer Stellungnahme zur marinen CO2- Sequestrierung, dass sich weitere Forschung zur Injektion von CO2 in die Tiefsee vor allem auf die potenziellen Auswirkungen auf Ökosysteme in der Tiefsee konzentrieren sollte.

Kosten

Die Kosten für die Sequestrierung von CO2 in Ozeanen werden von Herzog et al. (1997) auf etwa 3,7 – 22 bzw. 18,4 – 55,1 $/t C geschätzt. Die Kosten werden dabei durch die Kosten für die Pipeline zur Injektion dominiert.

2.3.2 Ozeandüngung zur CO2-Sequestrierung

Einzellige Algen in den Weltmeeren (Phytoplankton) sind etwa für die Hälfte der globalen Kohlen- stofffixierung durch Photosynthese verantwortlich. Der größte Teil dieses fixierten Kohlenstoffs wird über die marinen Nahrungsketten wieder in Form von CO2 an die Atmosphäre zurückgegeben; ein klei- ner Teil des biogenen Kohlenstoffs sinkt jedoch in tiefere Meeresschichten und wird damit für lange Zeit der Atmosphäre entzogen. Dieser Vorgang wird auch als „biologische Pumpe“ bezeichnet. Die Nettoaufnahme der Ozeane beträgt etwa 2 Gt C pro Jahr. Ein Teil der globalen Meere zeichnet sich durch einen Mangel an verfügbarem Eisen aus. In diesen Gebieten (HNLC – high nitrogen, low chloro- phyll) ist das Wachstum von Algen durch die Eisenverfügbarkeit stark eingeschränkt, z.B. im subarkti- schen Nordostpazifik, im äquatornahen Pazifik und im Südlichen Polarmeer. Verschiedene Ozeandün- gungsexperimente (IRONEX I und II im äquatornahen Pazifik, SOIREE und EISENEX im Südpazifik) haben nachgewiesen, dass durch die Zugabe von Eisen in diesen Regionen eine Algenblüte ausgelöst werden kann (z.B. Martin et al. 1994, Coale et al. 1996, Boyd et al. 2000). Die Ergebnisse der Dün-

gungsexperimente der letzten zehn Jahre lassen sich nach Adhiya und Chisholm (2001) wie folgt zu- sammenfassen:

• Eisen ist ein limitierender Faktor für die Primärproduktion

• Die Biomasse des Phytoplanktons kann kurzfristig (im Zeitrahmen von Wochen) durch Eisenzuga- be erhöht werden

• Es gibt keinen Hinweis auf einen verstärkten Kohlenstofftransport in tiefere Wasserschichten in- nerhalb des Zeitrahmens dieser Experimente

• Die Zusammensetzung der Algengemeinschaften wird durch die Eisenzugabe erheblich verändert;

insbesondere erhöht sich die Biomasse der Diatomeen

• Die Produktion von Dimethylsulfid (fördert die Wolkenbildung) wird durch die Eisendüngung verstärkt

Boyd et al (2000) haben in einem mesoskaligen Eisendüngungsexperiment im Südpolarmeer zwar eine eiseninduzierte Algenblüte ausgelöst, jedoch keinen verstärkten Transport von biogenem Kohlenstoff in tiefere Wasserschichten feststellen können; eine signifikante Menge des zugegebenen Eisens verblieb in oberflächennahem Wasser. Aus den mesoskaligen Experimenten lassen sich nur schwer Rückschlüsse auf den tatsächlichen langfristigen C-Transport in tiefere Wasserschichten ziehen, da hier Randeffekte überwiegen.

Watson et al. (2000) gehen bei der Abschätzung der Speicherdauer davon aus, dass Eisen halbkontinu- ierlich zugeführt werden müsste, um einen dauerhaften Entzug von CO2 aus der Atmosphäre zu errei- chen. Falls das zusätzlich erzeugte Phytoplankton nicht absinkt und in oberflächennahen Gewässern verbleiben würde, würde der Kohlenstoff innerhalb eines Jahres wieder in die Atmosphäre zurückgege- ben werden. Trotz dieser bestehenden Unsicherheiten gibt es bereits einige kommerzielle Projekte, die die großskalige Anwendung der Eisendüngung sogar als handelbare Emissionszertifikate verkaufen wollen und das Verfahren für die Düngerapplikation patentiert haben (z.B. Markels und Barber 2001).

Potenzial

Das globale Potenzial der biogen-marinen CO2-Sequestrierung wird nach oben durch die gesamt ver- fügbare Ozeanfläche geeigneter Gebiete mit Nährstoffdefiziten begrenzt. Chisholm et al. (2001) setzen diese Obergrenze in Beziehung zu den tatsächlichen anthropogenen CO2-Emissionen und kommen zu dem Ergebnis: Wenn der gesamte bislang nicht nutzbare N und P im südlichen Ozean innerhalb der nächsten 100 Jahre in organischen Kohlenstoff umgewandelt werden würde, könnte theoretisch 15%

des anthropogenen Kohlenstoffs sequestriert werden. Adhiya und Chisholm (2001) gehen davon aus, dass nach 100 Jahren anhaltender Eisendüngung im Südlichen Ozean nach Modellabschätzungen zwi- schen 50 und 150 Gt C in tiefere Wasserschichten transportiert werden, wobei die Autoren betonen, dass dies eine kontinuierliche Düngung voraussetzt. Diese Obergrenzen müssen jedoch durch erhebli- che Unsicherheiten über den tatsächlichen langfristigen Export von Kohlenstoff in tiefe Wasserschich- ten modifiziert werden. Unsicherheiten bestehen vor allem in den Bereichen Extrapolation der Ergeb- nisse, Verifikation der Sequestrierung und Überwachung der ökologischen Folgen.

Die Größenordnung der aktuellen Experimente liegt im Bereich von 100 km² gedüngter Ozeanfläche.

Markels und Barber (2001) planen, 600.000 bis 2.000.000 t CO2 in 20 Tagen auf einer Fläche von 5000 Quadratmeilen im äquatornahen Pazifik durch Eisenzugabe zu sequestrieren. (163.200 bis 544.000 t C auf 8000 km²) Diese Fläche entspricht einem Grad Länge undBreite.

Speicherdauer

Bisherige Experimente verfolgten den Verlauf der duch Eisendüngung induzierten Algenblüte meistens über einen Zeitraum von wenigen Tagen bis Wochen (Boyd et al. 2000, Watson et al. 2000, Chisholm et al. 2001). Bislang ist unklar, wie groß der Anteil biogen erzeugten Kohlenstoffs ist, der durch Eisen- düngung langfristig (also für mehrere hundert Jahre) dem Austausch mit der Atmosphäre entzogen wird (Union of Concerned Scientists, 2001a).

Ausgehend von ¹⁴C/¹²C-Verhältnissen im Kohlenstoff in den Aufstiegszonen von Tiefenwasser vor der Küste Perus gehen Markels und Barber (2001) von einer Speicherdauer von 1600 Jahren für ihr ge- plantes Sequestrierungsexperiment aus.

Umweltfolgen

Durch die Eisendüngung sind einige z.T. gravierende Folgen für die marinen Ökosysteme zu erwarten und wurden durch bisherige Düngungsexperimente demonstriert. Die Union of Concerned Scientists fasst diese Umweltfolgen zusammen (2001a):

• Die Artenvielfalt in den Phytoplanktongesellschaften nimmt ab; die Artenzusammensetzung ändert sich.

• Toxin-produzierende Cyanobakterien nehmen zu.

• In tieferen Ozeanschichten können Eutrophierung und verstärkter Sauerstoffverbrauch einsetzen.

Anoxische Abbauprozesse in diesen Zonen könnten dann Treibhausgase wie Methan oder Lachgas freisetzen und so den Treibhauseffekt verstärken.

• Der Einfluss auf benthische Organismen ist bislang ungeklärt.

Die Union of Concerned Scientists (2001a) lehnen daher in ihrer Stellungnahme zur marinen CO2- Sequestrierung aufgrund der potenziell negativen Folgen für die marine Umwelt die Durchführung großskaliger Experimente und die Anwendung dieses Ansatzes zur CO2-Sequestrierung ab. Auch Ad- hiya and Chisholm (2001) sehen angesichts der großen Unsicherheiten und potenziellen Risiken keinen Grund, die Forschung in Form großskaliger Düngungsexperimente weiter voranzutreiben.

Kosten

Markels and Barber (2001) gehen von Kosten für die CO2-Sequestrierung von etwa 7 $/t C aus. Diese Angaben werden jedoch z.B. von Adhiya and Chisholm (2001) angezweifelt, da die zugrundeliegenden Publikationen nie einem peer-review-Verfahren unterzogen wurden.

3 Ausblick

Verschiedene Autoren sehen zusätzlich zu Investitionen in Energieeinsparungen, Steigerung der Ener- gieeffizienz und den Ausbau nicht-fossiler Energiequellen die Sequestrierung von CO2 als eine not- wendige Maßnahme, um das Ziel einer Stabilisierung der Treibhausgaskonzentration zu erreichen. Die Rolle, die die technische Sequestrierung im Vergleich zu anderen Optionen spielen kann, hängt dabei wesentlich von den Kosten ab.

Im IPCC-Bericht (IPCC WG III 2001) taucht die CO2-Sequestrierung als eine Technologieoption auf, deren möglicher Beitrag in den verschiedenen Szenarien sehr unterschiedlich eingeschätzt wird. Der Beitrag der Optionen „Reduktion der Nachfrage“, Ersatz fossiler Energien durch andere kohlenstoff- ärmere fossile Brennstoffe und Ersatz fossiler durch regenerative Energien sind relativ groß. Tab. 11 gibt eine Übersicht über den Beitrag der CO2-Sequestrierung zur Gesamtreduktion für ein Stabilisie- rungsziel von 550 ppmv bis 2100 in verschiedenen Reduktionsszenarien. Der IPCC-Bericht geht davon aus, dass eine „robuste Klimapolitik“ zunächst verstärkt den Einsatz von Gas und Biomasse, Energie- einsparungen und Wiederaufforstung („reforestation“) als Optionen anstreben sollte. Innovative Tech- nologien mit Gas als Brennstoff könnten als „Brückentechnologie“ zu einer kohlenstofffreien Wasser- stoffwirtschaft genutzt werden, die auch die Option der CO2-Sequestrierung mit einschließt.

Tab. 11: Beitrag der CO2-Sequestrierung zur Erreichung eines 550 ppmv-Ziels. Quelle: IPCC WG III (2001).

IPCC-Szenario Gesamtreduktion [Gt C] Beitrag der CO2- Sequestrierung [Gt C]

A1B 7,1 – 11,9 0,0 – 4,7

A1F1 21,7 – 30,5 0,0 – 23,8

A1T 0,3 – 4,4 0,5 – 1,6

A2 21,7 – 26,9 0,0 – 5,8

B1 0,2 – 9,6 0,0 – 1,1

B2 6,0 – 10,6 0,0 – 3,0

Eckaus et al. (1997) haben mit einem ökonomischen Gleichgewichtsmodell die Bedingungen unter- sucht, die die Marktdurchdringung von Abscheidungs- und Speichertechnologien für CO2 beeinflussen.

Die Autoren weisen darauf hin, dass ihre Ergebnisse aufgrund der hohen Unsicherheiten bei der Be- rechnung der Kosten für Abscheidung und Speicherung nicht Marktanteile widergeben, sondern Ziel- größen beschreiben, die die Kosten erfüllen müssen, um eine nennenswerte Marktdurchdringung zu erzielen. In der Analyse werden drei Kategorien für die zukünftige Stromerzeugung untersucht: kon- ventionelle Kraftwerke, nicht-fossile „backstop“-Technologien (v.a. erneuerbare Energien und neue, verbesserte Reaktortechnologie) sowie fossile Stromerzeugung mit CO2-Abscheidung.

Betrachtet werden zwei Niveaus für die Effizienzverluste („energy penalty“), die mit dem Einsatz von Abscheidungs- und Speichertechnologien verbunden sind (20 und 25%) sowie mehrere Annahmen für die zusätzlichen Kosten, die durch Investitions-, Betriebs- und Unterhaltungskosten entstehen (25, 33,

50 und 58%). Eine mittlere Marktdurchdringung von bis zu 20% findet nach dieser Studie nur bei nied- rigen Effizienzverlusten von 20% und bei niedrigen zusätzlichen Kosten von 25 und 33% statt; bei höheren Kosten und niedrigeren Effizienzniveaus ist damit nicht zu rechnen (Tab. 12)

Tab. 12: Marktdurchdringung der CO2-Abscheidungs- und Speichertechnologien im Jahr 2050 bei einer CO2-Reduktion der OECD auf 20% unter das Niveau von 1990 bis 2010. Annahme: keine backstop- Technologien und kein Emissionshandel. Das Jahr der erstmaligen Marktdurchdringung steht in Klammern (nach Eckaus et al. 1997)

Aufschlag für Investitionskapital und Unterhaltungs- und Betriebskosten [%]

Effizienzverlust durch CO2-

Abscheidung [%] 25 33 50 58

20 Mittel (2015) Mittel (2015) Gering (2020) Null

25 n.a. Gering (2020) Null Null

Null = keine Marktdurchdringung bis 2050

Gering = Marktdurchdringung nur in einer Region; Anteil kleiner als 15%

Mittel = Marktdurchdringung in 2 oder mehr Regionen; in keiner über 20%

Groß = Marktdurchdringung in allen Regionen über 20%

n.a. = nicht anwendbar

Das Instrument des Emissionshandels hat ebenfalls Auswirkungen auf die Marktanteile der CO2- Sequestrierung (Eckaus et al 1997): In einem internationalen Emissionshandelssystem wären die Preise für eine Tonne Kohlenstoff niedriger als ohne Emissionshandel. Die Autoren gehen davon aus, dass selbst bei einem eingeschränkten Emissionshandelssystem die Kostenziele für Stromerzeugung mit CO2-Abscheidung unerreichbar wären. Wenn backstop-Technologien vorhanden sind, wird die Markt- einführung von Technologien zur CO2-Abscheidung um 15 bis 20 Jahre verzögert werden.

Hendricks und Turkenburg (1997) vergleichen den relativen Beitrag diverser Abscheidungs- /Sequestrierungs-Technologien im Vergleich zu einem business-as-usual-Szenario mit kumulativen Emissionen von 1600 GtC im Zeitraum 1990 – 2100 (Abb. 1).

Abb. 1: Kumulative Emissionsreduktion im Zeitraum 1990 – 2001 im Vergleich zu einem business-as- usual-Szenario (kumulative Emissionen von 1600 GtC); Beitrag einzelner Technologien. Die orange markierten Bereiche geben die Unsicherheit der Schätzung an.

1 Verbesserung der Energie- und Material- effizienz

2 erneuerbare Energien

3 Kernspaltung

4 Kernfusion

5 Umstellung von Kohle auf Öl und Gas

6 Aufforstung

7 technische CO2-Sequestrierung 0

100 200 300 400 500 600 700

1 2 3 4 5 6 7

Reduktionsbeitrag [GtC]

4 Forschungsbedarf

Die beschriebenen Verfahren zur CO2-Sequestrierung befinden sich in sehr unterschiedlichen Ent- wicklungsstadien: Während zum Beispiel die Injektion von CO2 zur verbesserten Ölförderung bereits seit Jahren kommerziell betrieben wird, stehen andere Verfahren erst im Stadium der Grundlagenfor- schung.

Bislang spielen diese Technologien keine große Rolle in nationalen und internationalen Klimaschutz- strategien, was u.a. an der mangelnden technischen Reife vieler Verfahren und an den hohen Kosten liegt. Viele Länder führen jedoch Forschungsprojekte zu diesem Thema durch, z.B. die USA, Japan, Norwegen, aber auch die EU (Forschungsprojekte GESTCO und NASCENT im 5. Rahmenprogramm).

Die Ergebnisse dieser Untersuchungen werden voraussichtlich Ende 2002 vorliegen. Bei bisherigen Forschungsprogrammen stand die Technologieentwicklung und die Abschätzung der Potenziale im Vordergrund, teilweise wurden auch die Technikfolgen, die gesellschaftliche Akzeptanz und mögliche Umweltauswirkungen untersucht. Bei künftigen Forschungsvorhaben sollten verstärkt folgende As- pekte berücksichtigt werden:

- Genauere Abschätzungen der Potenziale unter Berücksichtigung verschiedener ökonomischer Sze- narien, Sicherheitsstandards, der räumlichen Verteilung von Hauptemittenten und Speichern auf nationaler, globaler und regionaler Ebene. Dabei sollten nicht nur die Kapazitäten möglicher Spei- cher, sondern auch die Punktquellen (Emittenten) und die Transportwege berücksichtigt werden.

- Untersuchung vollständiger Produkt- und Prozesslinien unter Berücksichtigung von vollständigen Energie-, Stoff- und Ökobilanzen der Prozesse, auch im Vergleich zu anderen Technologien.

- Forschung zu Risiken und Umweltauswirkungen der Sequestrierungstechnologien.

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